氮氣泡沫對高含水期儲層驅(qū)替效果的影響

經(jīng)過多年的注水開發(fā)，大慶薩北油田儲層的總含水量達(dá)到約96%。進(jìn)入高含量含水層的開采階段，層內(nèi)垂直洪水較大。高滲透部分的大量注入水突然泄漏，水勢嚴(yán)重。如何在驅(qū)油的同時有效地抑制注入水沿高滲透部位的突進(jìn),是進(jìn)一步提高大慶薩北油田開采效率必須解決的關(guān)鍵問題。聚合物驅(qū)替時注入壓力較高,驅(qū)替液在較高的注入壓力條件下有可能迅速形成新的滲流通道,特別是在儲層層間矛盾突出、滲透率差異比較大的情況下,因此聚合物對儲層中滲透率低但含油飽和度高的部位驅(qū)替效果往往不夠理想和徹底,驅(qū)油有效期也比較短。泡沫驅(qū)替液既可以進(jìn)入滲透率高但含油飽和度低的部位以封堵儲層,又可以被誘導(dǎo)進(jìn)入儲層中滲透率低但含油飽和度高的部位來驅(qū)替原油,因此泡沫驅(qū)替液技術(shù)有望成為進(jìn)一步改善高含水儲層開發(fā)效果的有效接替技術(shù)。筆者先后在薩北油田北2-丁2-59井組和杏7-1-33井開展了注氮氣泡沫驅(qū)油的先導(dǎo)性現(xiàn)場試驗,取得了良好的增油降水效果。1sw-2的基本概念氮氣泡沫驅(qū)替液主要由發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑和水組成,筆者研制了3種氮氣泡沫驅(qū)替液,SW-3為弱凝膠泡沫體系,半衰期長,流動阻力大,用于封堵高滲透部位;SW-2具有封堵和驅(qū)油雙重作用;SW-1半衰期短,主要用于低滲透部位驅(qū)油。從表1中可以看出,氮氣泡沫驅(qū)替液的表界面張力要比純水低得多,這主要是由于氮氣泡沫驅(qū)替液含有大量的表面活性劑分子。表面活性劑增溶到原油中進(jìn)而導(dǎo)致氣泡的破裂,這是氮氣泡沫驅(qū)替液對高含油飽和度儲層具有選擇性的主要原因之一。2影響氮泡沫驅(qū)替液性能的因素2.1發(fā)泡劑濃度對氮氣泡沫驅(qū)替液發(fā)泡劑濃度的影響發(fā)泡劑和穩(wěn)泡劑的濃度對泡沫驅(qū)替液發(fā)泡體積和泡沫半衰期影響見圖1和圖2。從圖1可以看出,隨著發(fā)泡劑濃度的增加,泡沫半衰期逐漸增加,發(fā)泡劑濃度大于0.3%時,泡沫半衰期變化不大,因此筆者制備氮氣泡沫驅(qū)替液所用發(fā)泡劑濃度分別為0.3%和0.5%。從圖2可以看出,發(fā)泡劑濃度為0.3%時,隨著穩(wěn)泡劑濃度的增加,泡沫體積逐漸下降,而泡沫半衰期逐漸增加,因此需要根據(jù)現(xiàn)場要求具體確定驅(qū)替液中穩(wěn)泡劑的使用濃度。2.2剪切剪切后泡沫體積和一般體積測定將濃度為700mg/L穩(wěn)泡劑溶液在高速混調(diào)器上按照不同時間對其進(jìn)行剪切,剪切后與泡沫體系進(jìn)行復(fù)配,測定發(fā)泡體積和泡沫半衰期。由實驗可知,剪切時間對氮氣泡沫驅(qū)替液發(fā)泡體積略有影響,對泡沫半衰期基本無影響。2.3同條件下泡沫驅(qū)的壓差之比在SW-2泡沫驅(qū)替液中加入不同量的原油,測量其發(fā)泡體積和泡沫半衰期,同時測定了不同殘余油飽和度的單管巖心的阻力因子(阻力因子為泡沫驅(qū)的壓差與同條件下水氣驅(qū)的壓差之比)。實驗表明,當(dāng)原油和殘余油飽和度達(dá)到20%時,泡沫發(fā)泡體積、泡沫半衰期和阻力因子均有明顯程度的下降,隨含油飽和度增高,泡沫中表面活性劑分子與油中的極性分子發(fā)生交換速度變快,導(dǎo)致泡沫的液膜穩(wěn)定性迅速降低,這種特性非常有利于選擇性封堵高含水層,而對于剩余油飽和度高的油藏,泡沫存在有效期短或不產(chǎn)生泡沫,不會產(chǎn)生永久性傷害。2.4發(fā)泡體積和厚度溫度和礦化度對SW-2驅(qū)替液發(fā)泡體積和泡沫半衰期影響的實驗表明,溫度對氮氣泡沫驅(qū)替液發(fā)泡體積影響不大,但是對泡沫半衰期影響顯著。當(dāng)溫度為65℃時,半衰期降至室溫的1/3,該泡沫體系適合在45℃以下儲層使用。在礦化度8000mg/L以下,泡沫體系對礦化度的變化不敏感,在礦化度超過8000mg/L,發(fā)泡體積有所下降,穩(wěn)定性能變化不大。2.5高滲透低含油儲層氣液比和注入速度對SW-2驅(qū)替液阻力因子的影響的實驗表明,氣液比為1∶1～2∶1時,驅(qū)替液阻力因子達(dá)到最大,此時形成的泡沫細(xì)膩、穩(wěn)定,液膜的彈性好,能夠有效封堵高滲透低含油飽和度儲層。隨著注入速度的增大,驅(qū)替液的阻力因子逐漸增加,在注入速度達(dá)到1mL/min時,阻力因子增長速度逐漸變緩,表現(xiàn)出假塑性流體的行為。3氣泡沫和聚合物驅(qū)油實驗3.1聚合物驅(qū)油效率采用均質(zhì)巖心,水驅(qū)至含水98%后,分別注入0.57PVSW-2泡沫和1000mg/L聚合物溶液,再水驅(qū)至含水率達(dá)98%,測定驅(qū)替過程中巖心含水率和巖心驅(qū)油效率變化,結(jié)果見圖3和圖4。從圖3可以看出,和泡沫驅(qū)替相比較,經(jīng)過聚合物驅(qū)替后再次水驅(qū)時,巖心含水率明顯降低。從圖4可以看出,第一次水驅(qū)(注入壓力為0.03MPa)的驅(qū)油效率為36%;注0.57PV聚合物時(壓力0.7MPa)驅(qū)油效率為46%;再次水驅(qū)(注入壓力為0.32MPa)驅(qū)油效率為48%。而注入同樣體積泡沫驅(qū)替液(壓力為0.15MPa)的驅(qū)油效率為53%,比聚合物驅(qū)高7%;再次水驅(qū)(注入壓力為0.08MPa)時驅(qū)油效率為56%,比聚合物驅(qū)又提高8%。泡沫驅(qū)的驅(qū)油效率高于聚合物驅(qū)是由于泡沫驅(qū)的波及體積和洗油效率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于聚合物驅(qū),聚合物驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)的壓力均高于泡沫驅(qū)的相應(yīng)階段。這是由于聚合物驅(qū)溶液的黏度高于泡沫體系的黏度,流動阻力大以及聚合物在巖心中的吸附造成的。3.2非均質(zhì)巖心巖心驅(qū)替效果為了模擬儲層的非均質(zhì)特性,利用不同目數(shù)石英砂制備了變異系數(shù)為0.7的三管非均質(zhì)巖心組,測定了驅(qū)替過程中三管巖心含水率變化,結(jié)果見圖5?？梢钥闯?驅(qū)替過程中非均質(zhì)巖心組巖心含水率變化規(guī)律與均質(zhì)巖心實驗結(jié)果基本相同。對非均質(zhì)巖心來說,聚合物驅(qū)替后再次水驅(qū)時,注入壓力要高于均質(zhì)巖心,而且注入壓力基本不再因水驅(qū)而產(chǎn)生改變。泡沫驅(qū)替高滲透帶出液比和出水比比聚合物驅(qū)替時小,而中滲透和低滲透帶出液比和出水比增大值比聚合物驅(qū)的大。因此對于非均質(zhì)儲層,泡沫驅(qū)比聚合物驅(qū)替能更好地進(jìn)行封堵,主要是由于泡沫驅(qū)替液既可以進(jìn)入滲透率高但含油飽和度低的部位以封堵儲層,又可以被誘導(dǎo)進(jìn)入儲層中滲透率低但含油飽和度高的部位來驅(qū)替原油所致。4用泡沫驅(qū)油溶液4.1注氮氣泡沫注入壓力上升先后在薩北油田北2-丁2-59井組和杏7-1-33井開展了注氮氣泡沫驅(qū)油的先導(dǎo)性現(xiàn)場試驗。其中北2-丁2-59井組北2-2-160井注入壓力由14.2MPa升至15.8MPa,上升了1.6MPa,注氮氣泡沫初期注入壓力上升較快,在后續(xù)的注入階段注入壓力平穩(wěn)升高,這是因為隨著注入量的增大,泡沫在地層深部產(chǎn)生疊加作用,有效的封堵了高滲透條帶,提高了中低滲透層動用程度,形成注入壓力穩(wěn)步上升。此外施工后井組的啟動壓力平均上升了0.7MPa,其中北2-2-160井措施前啟動壓力由8.7MPa上升到9.3MPa,上升了0.6MPa。4.2葡6-9層段為了研究泡沫驅(qū)替液是否能有效抑制注入水沿高滲透部位的突進(jìn)引起的水竄問題,用同位素方法測定了北2-1-076井施工前后不同層位的相對吸水量,結(jié)果見圖6,從圖6可以看出,在葡Ⅱ6-9層段內(nèi),高滲透(0.802μm2)部位葡Ⅱ10的相對吸水量由施工前的56.89%下降到23.47%,下降了33.42%,低滲透(0.63μm2)部位葡Ⅱ6-9的相對吸水量由施工前的27.08%上升到32.92%,上升了5.84%;高Ⅰ2-8(2)相對吸水量由施工前3.02%上升到31.11%,上升了28.09%;高Ⅰ2-8(3)層段相對吸水量由13.01%下降到10.05%,下降了2.96%。4.3措施效果好筆者利用泡沫驅(qū)替液在薩北油田北2-丁2-59井組進(jìn)行了驅(qū)替礦場試驗,增產(chǎn)效果顯著,其中中心油井北2-丁2-60井增油效果最為突出,氮氣泡沫具有見效快的特點,氮氣泡沫注入期間就能見到初步效果,在見效的高峰期,產(chǎn)油量為5.8t/d,綜合含水率為88%,較措施前增油3.8t/d,含水率下降6.9%。該井措施效果好的主要原因是油井本身油層發(fā)育好,目的層段射開砂巖厚度為10.8m,有效厚度為8.4m,并且位于主河道,與3口水井連通都很好。3口水井輪流施工,施工周期長,壓力逐步上升,保證了氣體上移所需要的壓力和時間。見效的6口井,措施前產(chǎn)液量為561m3/d,產(chǎn)油量為34.5t/d,井組平均綜合含水率為93.9%,施工后,受效高峰期產(chǎn)液量為520m3/d,產(chǎn)油量為50.9t/d,井組平均綜合含水率為90.2%,與施工前相比,降液41m3/d,增油16.4t/d,含水率下降3.7%,整個井組累計增油為3486t,有效生產(chǎn)時間6個月,增產(chǎn)和綜合效益顯著,是一項適合大慶薩北油田高含水期進(jìn)一步提高采收率的技術(shù),具有較好的發(fā)展前景。5氮氣泡沫驅(qū)替液效果(1)制備了氮氣泡沫驅(qū)替液,測定了組成、原油飽和度及溫度等各種因素對氮氣泡沫驅(qū)替液性能的影響,確定了泡沫驅(qū)替液的關(guān)鍵注入?yún)?shù)。(2)單管均質(zhì)巖心氮氣泡沫驅(qū)替液的驅(qū)油效率要顯著優(yōu)于聚合物驅(qū)替液的驅(qū)油效率,在非均質(zhì)巖心中,兩者出液比和出水比變化的差別更顯著。注氮氣泡沫的出液比和出水比變化比注聚合物的大得多,表明氮氣泡沫比聚合物能更有效地封堵高滲透帶。(3)氮氣泡沫驅(qū)替液可以有效地抑制注入水沿高滲透部位的